绿色电力证书+配额制行业调研投资展望分析报告.docx

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绿色电力证书+配额制行业调研投资展望分析报告

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2017年9月

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1.什么是绿证？

绿色电力证书（GreenCertificate），简称绿证，是国家可再生能源信息管理中心依据可再生能源上网电量，通过国家能源局可再生能源发电项目信息管理平台，向符合资格的可再生能源发电企业颁发的具有唯一代码标识的电子凭证。

图1：

绿色证书的产生与交易过程

2017年2月23日，国家发改委、财政部、国家能源局联合下发《关于试行可再生能源绿色电力证书核发及自愿认购交易制度的通知》，拟在全国范围内试行可再生能源绿色电力证书核发和自愿认购，并将于2018年启动绿色电力配额考核和证书强制约束交易。

图2：

绿证交易流程

国家可再生能源电价附加资金补助目录内的风电（陆上风电）和光伏发电项目（不含分布式光伏项目），可以申请绿证权属资格。

可再生能源发电企业在信息中心网站上填报信息，进行绿证的申领，信息中心对企业申领文件的真实性、准确性进行核实，并按照与电网企业（售电企业或用户）实际结算电量，1MWh（1000kwh）结算电量对应1个绿证，称为绿证的核发。

2017年7月1日，绿证认购平台试运行，可再生能源发电企业可登录交易平台，将已核准的绿证挂牌出售，企业和个人可在平台上购买挂牌绿证并取得绿色电力认购证明。

绿证的交易方式包括单向挂牌和协议转让。

单向挂牌是指用户登录绿证认购平台网站查询挂牌出售的绿证，并通过在线支付方式实现绿证购买。

协议转让是指意向卖方向绿证认购平台提交协议转让交易挂牌申请，意向买方和卖方可以选择在绿证认购平台进行在线支付，也可以自行协商线下进行资金支付。

绿证认购资金通过中国银联T+1结算，直接由买方银行账户转入卖方银行账户。

绿证的价格上限为证书对应电量的可再生能源电价附加资金补贴金额。

在现行的固定电价补贴制度下，对可再生能源的补贴就是风电、光伏的上网标杆电价和脱硫上网标杆电价之间的差额部分。

由于每个绿证代表1MWh绿电，因此绿证的价格上限可以表示为：

（风电/光伏的上网标杆电价-脱硫上网标杆电价）×1000。

由于各项目并网时间、所处资源区、当地火电价格都有所不同，绿证价格差异也较大。

我们核算了部分项目的绿证挂牌价格上限，发现大部分绿证的挂牌价格即为政策规定的绿证价格上限，也就是在标杆电价体系下的政府补贴金额。

表1：

部分项目绿证价格核算

2.为什么要推行绿证？

2.1.可再生能源补贴缺口逐步扩大

2.1.1.新能源发电扩容，装机量不断提升

经过十年的努力，我国新能源的发展走在了世界前列。

2016年，我国风电、光伏发电新增装机容量分别为2337万千瓦和3454万千瓦，累计装机量16873万千瓦和7742万千瓦。

就风电而言，2015年我国风电新增装机量创新高，达到3075万千瓦，同比增长32.54%，2016年有所放缓，同比下降24%，但仍然高于2014年水平。

风电发电量持续增长，2017年上半年，我国风电发电量1490亿千瓦时，同比增长21%。

图3：

中国风电历年新增装机容量（万千瓦）

图4：

国内风电季度发电量（亿千瓦时）

我国光伏发电发展起步较晚，从2013年开始年度新增装机容量突破1000万千瓦，2016年我国光伏新增装机量又创新高，达到3454万千瓦，2017年上半年，由于630抢装，光伏新增装机2440万千瓦，同比增长9%。

光伏发电量在我国总发电量中占比较小，2017年上半年，全国总发电量29508亿千瓦时，而光伏发电量只有518亿千瓦时，占总发电量的1.76%。

随着我国光伏行业的进一步发展，预计未来几年，光伏行业市场容量将呈现出逐年增长态势。

图5：

中国光伏历年新增装机量（万千瓦）

图6：

全国光伏发电量及占总发电量比重（亿千瓦时）

2.1.2.补贴缺口扩大，标价电价补贴方式难以为继

新能源发电市场规模持续扩大，可再生能源补贴需求不断增加。

我国现阶段对于风电、光电上网仍实行标杆电价模式，国家发改委根据新能源产业技术进步和成本降低情况，逐年调整新能源标杆上网电价政策。

根据国务院办公厅发布的《能源发展战略行动计划（2014-2020）》，要求风电、光伏电价2020年实现平价上网，合理引导新能源投资，促进光伏发电和风力发电产业健康有序发展。

表2：

我国风电、光电上网标杆电价

我国目前主要以征收可再生能源发展基金的形式对新能源进行补贴，这笔基金来源于两部分，主要是可再生能源电价附加和少部分财政公共预算。

对于可再生能源电价附加的征收标准，我国目前共经历了5次调整。

根据财政部、国家发改委发布的《关于提高可再生能源发展基金征收标准等有关问题的通知》，从2016年1月1日起，将可再生能源电价附加增加至1.9分/千瓦时，相比上一次2013年9月1日规定的1.5分/千瓦时，上涨了26.7%。

同时，通知》还强调，要切实加强企业自备电厂等基金征收管理，各地不得擅自减免或缓征。

图7：

中国可再生能源电价附加（元/kwh）

自备电厂大量拖欠可再生能源电价附加，导致新能源补贴缺口难以补齐。

理论上我国每年可征收的可再生能源发展基金超过900亿元，但是实际征收的额度远小于理论上的征收额度，导致我国可再生能源发展基金一直面临着较大的缺口。

这使得我国原有的标杆电价补贴方式（标杆电价-市场平价=补贴额）难以继续维持下去。

根据国家发改委能源研究所的反推数据，“十二五”期间自备电厂拖欠的可再生能源电价附加约为400亿元。

据测算，2016年可再生能源需要补贴的金额合计达到824亿元，当前缺口预计超过600亿元，且随着新能源并网容量的逐年扩大，可再生能源基金的缺口会越来越大，巨大的缺口也是限制我国新能源发展的重要因素。

表3：

可再生能源补贴测算

2.2.我国新能源发展目标宏伟，现实困难重重

2.2.1.可再生能源发展“十三五”规划表决心

国家发改委在《可再生能源发展“十三五”规划》中明确提出，要在2020、2030年实现非化石能源占一次能源消费比重分别达到15%、20%的能源发展战略目标，进一步促进可再生能源开发利用，加快对化石能源的替代进程，改善可再生能源经济性。

具体目标指标包括：

到2020年，全部可再生能源发电装机6.8亿千瓦，发电量1.9万亿千瓦时，占全部发电量的27%。

其中，到2020年，实现并网风电利用规模达到21000万千瓦，年发电量4200亿千瓦时，光伏发电利用规模达到10500万千瓦，年发电量1245亿千瓦时。

表4：

可再生能源发展“十三五”规划

目前，风电、光伏发电等可再生能源的发电成本相对于传统化石能源仍偏高，可再生能源的发展对于政策补贴的依赖程度较高。

为了响应国家号召，大力扶持新能源发展，以实现“十三五”规划对于非化石能源消费比重目标和可再生能源开发利用目标的要求，促进技术进步和建立良好的市场竞争机制的方式进一步降低成本，建立全国统一的可再生能源绿色证书交易机制，有助于降低可再生能源电力的财政资金补贴强度，进一步完善新能源电力的补贴机制。

2.2.2.弃风弃光现象持续恶化，新能源发展面临瓶颈

从现实情况来看，我国新能源的发展并不乐观。

一方面，国家支持鼓励发展新能源电力，积极调整能源结构；另一方面，新能源发电领域却存在大量弃风、弃光现象，并且在最近几年有上升的趋势。

风电领域“弃风”问题由来已久。

根据国家能源局的统计数据，全国弃风电量从2015年的339亿千瓦时，增加到2016年的497亿千瓦时，弃风率上升至17.1%。

在过去的2016年，弃风现象主要发生在新疆、甘肃、内蒙古等地区，其中新疆地区2016年弃风率达到38.37%，甘肃地区甚至达到43.11%。

图8：

全国平均弃风率

图9：

全国风电季度平均利用小时数

近年来，弃光问题也日益突出。

根据西北能源局公布的统计数据，2016年我国西北区域新能源弃风、弃光现象较为严重，合计弃风率和弃光率分别达到了33.34%和19.81%，造成了大量的资源浪费和经济损失。

其中，新疆和甘肃地区问题尤为突出。

2016年，新疆地区累计弃光量31.08亿千瓦时，弃光率达到32.23%，甘肃地区累计弃光量25.78亿千瓦时，弃光率30.45%。

表5：

2016年西北区域新能源弃风、弃光情况

我们认为，我国现阶段弃风、弃光现象严重的原因主要有以下三个方面：

首先，现有的电力运行机制不能完全适应可再生能源的规模化发展需求。

以传统能源为主的电力系统尚不能完全满足风电、光伏发电等波动性可再生能源的并网运行要求，风电、光伏的大规模并网仍存在技术障碍。

其次，局部电网送出能力和变电容量不足。

风电、光伏电站与输电通道的建设周期不匹配，再加上跨省跨区消纳受限，新能源富集地区不同程度地存在着跨省、跨区通道能力不足的问题，成为制约新能源消纳的刚性约束。

最后，新能源分布较为集中，市场化机制缺失，电网调峰能力不足是影响新能源消纳的直接原因。

目前，我国电力系统由包括风电、光伏等新能源在内的各类电源、电网和用户等多个主体构成，电力行业的规划制订和电价核定等由政府主导。

在这种体系下，电网调度为了争取更多接纳新能源，只能在计划框架下局部优化，可调整的空间很小。

绿证作为一种定额的补贴方式，赋予风电、光伏发电企业主动管理现金流的权利。

绿证由国家向风电、光伏发电企业核准发放，再由发电企业向下游购电方出售，从而直接获得现金流入以改善风电、光伏发电企业的现金流情况。

实行绿证的补贴方式有助于风电、光伏发电企业平稳渡过瓶颈期，减少新能源企业的投资风险，激发新能源的投资热情，以顺利完成国家“十三五”规划的可再生能源消费和利用目标。

3.国外绿证执行情况？

“配额制+自愿认购”的绿证交易模式逐渐成为国际通行办法。

2001年荷兰率先开展绿证交易，随后美国、日本、英国、法国、瑞典等20多个国家均实行了绿证交易。

绿证交易制度通常是可再生能源配额制的配套政策。

例如，在英国、澳大利亚等国家和美国的部分州，售电企业需要遵照可再生能源配额制的规定，在销售电量的同时购买一定比例的绿证，绿证不足部分则需要缴纳罚款（也称为买断费用）。

与可再生能源配额义务相配套的绿证交易称为强制配额交易。

此外，任何企业和社会公众也可以自愿认购绿证，作为消费绿色电力、支持绿色电力发展的证明，即绿证自愿认购。

图10：

全球实施配额制或固定电价制度的国家或地区

3.1.美国依托“追踪系统”，完善绿证交易机制

目前，美国有29个州和华盛顿特区及2个附属地区实施强制配额政策，另外8个州和2个附属地区设定了可再生能源配额目标，美国的绿色电力政策主要有以下特点：

“追踪系统”成为绿证交易机制核心。

美国配额制履责主体（通常是售电公司）的责任核查、计量以可再生能源证书（RenewableEnergyCertificates,RECs，以下简称证书）形式实现。

每兆瓦时可再生能源电力的产生，即同时生成一个证书。

证书在发电公司和售电公司之间交易。

可再生能源电力被终端用户消费掉后，证书则留在售电公司，用以被核查。

满足配额要求的多余证书，仍可在售电企业之间通过电网进行交易。

电网间建立的“追踪系统”贯穿可再生能源电力和绿色证书生产、交易、销售等环节的始终，负责计量和监测。

通过制定严格惩罚机制，加强“配额制”的“强制”属性。

通常各州的公共事业管理局负责考核和监管配额指标的完成情况。

如德克萨斯州公用事业监管法及具体细则规定，对未完成配额义务的履责主体处以50美元/兆瓦时（约合0.32元/千瓦时）或在义务期内绿色证书交易平均价格200%的罚款。

通常允许责任主体选择价格较低的处罚措施，但处罚措施要远远大于履行义务的成本。

培育自愿认购市场，国民消费绿证成趋势。

美国有着良好的清洁能源公众教育，自愿认购市场非常繁荣。

企业通过自愿认购将销售门店、办公用电、组装工厂等所需的电量，全部购买为可再生能源发电，既体现了企